RU2316646C2 - Способ интенсификации притока углеводородов из скважин с аномально высокими пластовыми давлениями - Google Patents
Способ интенсификации притока углеводородов из скважин с аномально высокими пластовыми давлениями Download PDFInfo
- Publication number
- RU2316646C2 RU2316646C2 RU2006102411/03A RU2006102411A RU2316646C2 RU 2316646 C2 RU2316646 C2 RU 2316646C2 RU 2006102411/03 A RU2006102411/03 A RU 2006102411/03A RU 2006102411 A RU2006102411 A RU 2006102411A RU 2316646 C2 RU2316646 C2 RU 2316646C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solution
- reservoir
- well
- formation
- volume
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 8
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 47
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 28
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 22
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 18
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 16
- CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N Ascorbic acid Chemical compound OC[C@H](O)[C@H]1OC(=O)C(O)=C1O CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims abstract description 14
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 11
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 claims abstract description 9
- 229960005070 ascorbic acid Drugs 0.000 claims abstract description 7
- 235000010323 ascorbic acid Nutrition 0.000 claims abstract description 7
- 239000011668 ascorbic acid Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 claims abstract description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 29
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 13
- ZKQDCIXGCQPQNV-UHFFFAOYSA-N Calcium hypochlorite Chemical compound [Ca+2].Cl[O-].Cl[O-] ZKQDCIXGCQPQNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N hcl hcl Chemical compound Cl.Cl IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 4
- 230000004941 influx Effects 0.000 claims description 3
- 239000012466 permeate Substances 0.000 claims description 2
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 12
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 abstract description 12
- 239000010428 baryte Substances 0.000 abstract description 12
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 12
- 238000011282 treatment Methods 0.000 abstract description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 6
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 4
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 abstract 4
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 abstract 2
- 230000001580 bacterial effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-ZSJDYOACSA-N heavy water Substances [2H]O[2H] XLYOFNOQVPJJNP-ZSJDYOACSA-N 0.000 abstract 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 20
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 18
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 16
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 12
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 11
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 9
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 5
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 5
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 4
- AYJRCSIUFZENHW-UHFFFAOYSA-L barium carbonate Chemical compound [Ba+2].[O-]C([O-])=O AYJRCSIUFZENHW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 2
- 230000002925 chemical effect Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 150000002506 iron compounds Chemical class 0.000 description 1
- VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N iron(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Fe+2] VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UBUHAZKODAUXCP-UHFFFAOYSA-N iron(2+);oxygen(2-);hydrate Chemical class O.[O-2].[Fe+2] UBUHAZKODAUXCP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 238000011197 physicochemical method Methods 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области освоения скважин и интенсификации притока углеводородов. Технический результат изобретения - повышение эффективности химического воздействия на прискважинную зону пластов, вскрытых на полимерных или полимерглинистых буровых растворах, утяжеленных баритом. В способе интенсификации притока углеводородов из скважин с аномально высокими пластовыми давлениями обработку пласта ведут в следующей последовательности: приготавливают водный раствор кальцинированной соды Na2CO3 6,0%-ной концентрации в объеме, равном объему проникшего в пласт фильтрата бурового раствора, но не менее 0,5 м3 на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, и продавливают его через насосно-компрессорные трубы НКТ в пласт, выдерживают раствор под давлением закачки в пласте в течение 1,0 ч, затем закачивают раствор соляной кислоты HCl 8,0%-ной концентрации в объеме, равном объему раствора кальцинированной соды Na2СО3, но не менее 0,5 м на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, продавливают через НКТ в пласт и выдерживают под давлением закачки в течение 1,0 ч, затем осваивают скважину, после этого проводят прямую промывку скважины, затем закачивают через НКТ в пласт под давлением, не выше давления разрыва пласта, 10,0%-ный водный раствор гипохлорита кальция Са(ClO)2·2Н2O в объеме, равном объему 8,0%-ной соляной кислоты HCl, но не менее 0,5 м3 на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, выдерживают закачанный раствор гипохлорита кальция в пласте под давлением закачки в течение 10,0 ч, осваивают скважину одним из известных способов, проводят прямую промывку скважины, затем готовят раствор смеси глинокислоты 10,0%-ная HCl + 5,0 об.% HF с аскорбиновой кислотой 0,2 об.% C6H8O6 в объеме, равном объему 10,0%-ного водного раствора гипохлорита кальция Са(ClO)2·2Н2O, но не менее 0,5 м3 на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, и закачивают приготовленную смесь через НКТ в пласт под давлением, не выше давления гидроразрыва, выдерживают смесь под давлением закачки в течение 1,0 ч, после этого осваивают скважину одним из известных способов и проводят гидродинамические исследования. 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области освоения скважин и интенсификации притока углеводородов.
При вскрытии пластов с аномально высокими пластовыми давлениями АВПД применяются, как правило, полимерные или полимерглинистые буровые растворы, утяжеленные баритом BaSO4.
Скважины, вскрывшие пласты на таких растворах, трудно осваиваются и имеют в последствии пониженную производительность за счет того, что проникшие в пласт фильтрат бурового раствора и сам раствор, утяжеленный баритом, кольматируют прискважинную зону пласта ПЗП, снижают фильтрационно-емкостные свойства ФЕС пород-коллекторов в ПЗП.
Воздействие на утяжеленный баритом полимерглинистый буровой раствор композициями различных химических соединений при высокой температуре (свыше 100°С) приводит к беспорядочному движению атомов и молекул в системе и, следовательно, к увеличению энтропии, являющейся одной из основных термодинамических функций системы, к снижению устойчивости системы и, как следствие, удалению бурового раствора и его фильтрата этими композициями из ПЗП, очищению прискважинной зоны и увеличению проницаемости этой зоны.
Известны способы интенсификации притоков нефти и газа кислотной обработкой ПЗП, основанные на закачке в пласт соляно-кислотных и глинокислотных растворов определенной концентрации [Шалимов В.П., Путилов М.Ф., Уголев B.C., Южанинов П.М. Физико-химические методы повышения производительности скважин. - М.: ВНИИОЭНГ, 1974]; [Минеев В.П., Сидоров Н.А. Практическое руководство по испытанию скважин. - М.: Недра, 1981. - с.183-207]; [Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. - М.: Недра, 1978]; [Абдулин Ф.С. Повышение производительности скважин. - М.: Недра, 1975. - с.204-224].
Недостатком данных способов является то, что кислоты не способны растворить барит, входящий в состав утяжеленного полимерного или полимерглинистого бурового раствора.
Известен способ химической обработки прискважинной зоны пласта для интенсификации притока углеводородов, включающий закачку в пласт рабочего агента, состоящего из водного раствора гипохлорита кальция Са(ClO)2·2Н2О с добавкой неиногенного поверхностно-активного вещества НПАВ типа «дисолван» [Патент РФ №2209957. - М.: ФИПС, 2003].
Недостатком этого способа является то, что он малоэффективен при воздействии на продуктивные пласты, вскрытые на полимерных или полимерглинистых буровых растворах, утяжеленных баритом, и, в частности, сильный окислитель - гипохлорит кальция не способен растворить барит и действует только на полимерную составляющую.
Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ интенсификации притоков углеводородов из скважин с АВПД, включающий закачку в пласт рабочего агента, состоящего из смеси каустической соды NaOH и глинокислоты [Ланчаков Г.А. Разработка и опыт применения комплексных щелочно-кислотных обработок призабойных зон эксплуатационных скважин с целью интенсификации притока. // Обз. информация. - Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ИРЦ Газпром, 1995. - с.11-13; с.39-40].
Недостатком этого способа является то, что он также малоэффективен при воздействии на продуктивные пласты, вскрытые на полимерных или полимерглинистых утяжеленных баритом буровых растворах, когда их фильтрат или сам раствор с баритом, проникая в ПЗП, ухудшает фильтрационную характеристику коллектора, и рабочий агент действует, в основном, на глинистую составляющую бурового раствора и коллектора.
Задача изобретения состоит в очищении и увеличении проницаемости ПЗП, повышении эффективности работ по воздействию на ПЗП, сокращении времени освоения скважин, интенсификации притоков углеводородов и увеличении производительности скважин, вскрывших пласты с АВПД.
Технический результат при создании изобретения заключается в повышении эффективности химического воздействия на прискважинную зону пластов, вскрытых на полимерных или полимерглинистых буровых растворах, утяжеленных баритом.
Поставленная задача и технический результат достигается тем, что в известном способе интенсификации притока углеводородов из скважин с АВПД, включающем в себя закачку в скважину и продавку в пласт раствора соды и глинокислотного раствора, в отличие от прототипа, в качестве раствора соды используют 6,0%-ный водный раствор кальцинированной соды Na2CO3, при этом обработку пласта ведут в следующей последовательности: приготавливают водный раствор кальцинированной соды Na2CO3 6,0%-ной концентрации в объеме, равном объему проникшего в пласт фильтрата бурового раствора, но не менее 0,5 м3 на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, и продавливают его через НКТ в пласт, выдерживают раствор под давлением закачки в пласте в течение 1,0 ч, затем закачивают раствор соляной кислоты HCl 8,0%-ной концентрации в объеме, равном объему раствора кальцинированной соды Na2CO3, но не менее 0,5 м3 на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, продавливают через НКТ в пласт и выдерживают под давлением закачки в течение 1,0 ч, затем осваивают скважину одним из известных способов, после этого проводят прямую промывку скважины, затем закачивают через НКТ в пласт под давлением, не выше давления разрыва пласта, 10,0%-ный водный раствор гипохлорита кальция Са(ClO)2·2Н2О в объеме, равном объему 8,0%-ной соляной кислоты HCl, но не менее 0,5 м3 на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, выдерживают закачанный раствор гипохлорита кальция в пласте под давлением закачки в течение 10,0 ч, осваивают скважину одним из известных способов, проводят прямую промывку скважины, затем готовят раствор смеси глинокислоты (10,0%-ная HCl + 5,0 об.% HF) с аскорбиновой кислотой (0,2 об.% C6H8O6) в объеме, равном объему 10,0%-ного водного раствора гипохлорита кальция Са(ClO)2·2H2O, но не менее 0,5 м3 на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, и закачивают приготовленную смесь через НКТ в пласт под давлением, не выше давления гидроразрыва, выдерживают смесь под давлением закачки в течение 1,0 ч, после этого осваивают скважину одним из известных способов и проводят гидродинамические исследования.
Для решения поставленной задачи был выполнен комплекс лабораторных исследований. Для перевода нерастворимого в кислотах барита BaSO4 в растворимый в соляной кислоте HCl карбонат бария ВаСО3 воздействовали раствором кальцинированной соды Na2CO3 при высоких температурах - свыше 100°С.
Реакция протекает по следующей схеме:
BaSO4+Na2CO3=ВаСО3+Na2SO4;
Наилучшие результаты лабораторных исследований по увеличению проницаемости были получены при обработке кернов 6,0%-ным раствором Na2СО3 и 8,0%-ным раствором HCl.
Результаты лабораторных исследований по обработке кернов, насыщенных полимерглинистым раствором и его фильтратом, полимерразрушающим реагентом на основе гипохлорита кальция Са(ClO)2·2Н2О, показали, что концентрация гипохлорита кальция, равная 10,0%, наиболее оптимальна, а выдержка реагента в керне может составлять 1,0-18,0 ч. [Патент РФ №2209957].
Были выполнены исследования по закачке в искусственные керны высокой проницаемости полимерглинистого раствора, утяжеленного баритом (ρ=1685 кг/м3), и определению степени восстановления проницаемости после обработки керна 6,0%-ным раствором Na2СО3, 8,0%-ным раствором HCl, 10,0%-ным водным раствором Са(ClO)2·2Н2О и раствором смеси глинокислоты 10,0%-ная HCl + 5,0 об.% HF с аскорбиновой кислотой 0,2 об.% С6Н8О6.
Аскорбиновая кислота является стабилизатором раствора глинокислоты и способствует предупреждению выпадения из раствора окисных соединений железа в осадок в виде гидратов окиси железа, т.е. в присутствии аскорбиновой кислоты соединения железа полностью находятся в растворенном состоянии и не выпадают из глинокислотного раствора в течение длительного времени.
Искусственный керн готовился следующим образом. Отбиралась проба песчаного материала фракции 0,4-1,2 мм и помещалась в цилиндрический контейнер, сжималась давлением 12,0 МПа. Цилиндрический контейнер взвешивался и определялась масса сухой породы.
Затем контейнер с керном насыщался под вакуумом керосином. Перед зарядкой контейнера в кернодержатель контейнер взвешивался и определялась масса породы, насыщенной керосином.
Контейнер устанавливался в кернодержатель и сжимался давлением 12,0 МПа, прогревался до температуры 105°С, прокачивался керосин и определялась проницаемость искусственного образца керна по керосину (K1). Проницаемость составила 372,1·10-3 мкм2.
Затем керн вынимался из металлического контейнера и песок перемешивался с буровым полимерглинистым раствором, утяжеленным баритом в объеме, равном поровому объему образца керна. Песок, перемешанный с буровым раствором, в объеме, соответствующем первоначальному, помещался снова в металлический контейнер, сжимался эффективным давлением 12,0 МПа и насыщался под вакуумом керосином. Затем контейнер устанавливался в кернодержатель и сжимался эффективным давлением 12,0 МПа, прогревался до температуры 105°С и определялась проницаемость искусственного образца керна, насыщенного буровым раствором, по керосину (К2). Проницаемость составила 5,0·10-3 мкм2.
Затем проводилась обработка искусственного образца керна путем прокачки через него 6,0%-ного водного раствора кальцинированной соды Na2СО3 при температуре 105°С, чтобы перевести барит BaSO4, не растворимый в кислотах, в карбонат бария ВаСО3, растворимый в соляной кислоте HCl и других кислотах. Прокачивалось два поровых объема образца керна. Образец выдерживался на реакции под давлением закачки в течение 1,0 ч.
После прокачки двух объемов образца керна раствора кальцинированной соды Na2Co3 проводилась прокачка через керн 8,0%-ного водного раствора соляной кислоты HCl. Прокачивалось два поровых объема образца керна и образец выдерживался на реакции под давлением закачки в течение 1,0 ч при температуре 105°С и замерялась проницаемость по керосину (К3). Проницаемость составила 20,0·10-3 мкм2.
Далее для разрушения полимерной составляющей в образец нагнетался 10,0%-ный водный раствор гипохлорита кальция Са(ClO)2·2Н2О в объеме, равном двум объемам порового пространства искусственного керна.
После выдержки раствора в керне в течение 10,0 ч при температуре 105°С определялась проницаемость искусственного образца по керосину (K4) путем прокачки керосина до стабилизации расхода. Проницаемость составила 30,0·10-3 мкм2.
Для дальнейшего разрушения и последующего удаления из образца керна полимерглинистой составляющей бурового раствора в образец нагнетался раствор смеси глинокислоты 10,0%-ная HCl + 5,0 об.% HF с аскорбиновой кислотой 0,2 об.% C6H8O6 в объеме, равном двум объемам порового пространства искусственного керна.
После выдержки раствора смеси кислот в керне в течение 1,0 ч при температуре 105°С определялась проницаемость искусственного образца по керосину (K5) путем прокачки керосина до стабилизации расхода. Проницаемость составила 329,2·10-3 мкм2.
Эффективность обработки оценивалась по степени восстановления проницаемости η относительно первоначальной:
Были выполнены лабораторные исследования по восстановлению ФЕС пород-коллекторов и на естественных кернах, приготовленных к экспериментам по общепринятой и известной методике.
Результаты опытов представлены в таблице.
| Таблица Результаты восстановления проницаемости кернов после обработки |
||||
| №№ образца | Состав композиции | Исходная проницаемость образца по керосину, мкм2·10-3 | Проницаемость образца после обработки, мкм2·10-3 | Коэффициент восстановления проницаемости керна, доли |
| 21-04 (искусств. керн) | 6,0%-ная Na2CO3; 8,0%-ная HCl; 10,0%-ный раствор Са(ClO)2·2Н2O; 10,0%-ная HCl+ +5,0 об.% HF+ +0,2 об.% С6Н8О6. |
377,1 | 329,2 | 0,873 |
| 01-05 (искусств. керн) | 420,0 | 418,0 | 0,995 | |
| 02-05 (искусств. керн) | 324,0 | 336,0 | 1,037 | |
| 03-05 (естеств. керн) | 56,6 | 36,1 | 0,638 | |
| 04-05 (естеств. керн) | 46,9 | 53,0 | 1,130 | |
Claims (1)
- Способ интенсификации притока углеводородов из скважин с аномально высокими пластовыми давлениями, включающий последовательную закачку в скважину и продавку в пласт раствора соды и глинокислотного раствора, отличающийся тем, что в качестве раствора соды используют 6,0%-ный водный раствор кальцинированной соды Na2CO3, при этом обработку пласта ведут в следующей последовательности: приготавливают водный раствор кальцинированной соды Na2СО3 6,0%-ной концентрации в объеме, равном объему проникшего в пласт фильтрата бурового раствора, но не менее 0,5 м3 на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, и продавливают его через НКТ в пласт, выдерживают раствор под давлением закачки в пласте в течение 1,0 ч, затем закачивают раствор соляной кислоты HCl 8,0%-ной концентрации в объеме, равном объему раствора кальцинированной соды Na2CO3, но не менее 0,5 м3 на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, продавливают через НКТ в пласт и выдерживают под давлением закачки в течение 1,0 ч, затем осваивают скважину одним из известных способов, после этого проводят прямую промывку скважины, затем закачивают через НКТ в пласт под давлением, не выше давления разрыва пласта, 10,0%-ный водный раствор гипохлорита кальция Са(ClO)2·2Н2O в объеме, равном объему 8,0%-ной соляной кислоты HCl, но не менее 0,5 м3 на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, выдерживают закачанный раствор гипохлорита кальция в пласте под давлением закачки в течение 10,0 ч, осваивают скважину одним из известных способов, проводят прямую промывку скважины, затем готовят раствор смеси глинокислоты 10,0%-ная HCl + 5,0 об.% HF с аскорбиновой кислотой 0,2 об.% C6H8O6 в объеме, равном объему 10,0%-ного водного раствора гипохлорита кальция Са(ClO)2·2Н2O, но не менее 0,5 м3 на один метр вскрытой эффективной толщины пласта и закачивают приготовленную смесь через НКТ в пласт под давлением, не выше давления гидроразрыва, выдерживают смесь под давлением закачки в течение 1,0 ч, после этого осваивают скважину одним из известных способов и проводят гидродинамические исследования.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006102411/03A RU2316646C2 (ru) | 2006-01-26 | 2006-01-26 | Способ интенсификации притока углеводородов из скважин с аномально высокими пластовыми давлениями |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006102411/03A RU2316646C2 (ru) | 2006-01-26 | 2006-01-26 | Способ интенсификации притока углеводородов из скважин с аномально высокими пластовыми давлениями |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2006102411A RU2006102411A (ru) | 2007-08-10 |
| RU2316646C2 true RU2316646C2 (ru) | 2008-02-10 |
Family
ID=38510609
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006102411/03A RU2316646C2 (ru) | 2006-01-26 | 2006-01-26 | Способ интенсификации притока углеводородов из скважин с аномально высокими пластовыми давлениями |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2316646C2 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2391499C2 (ru) * | 2008-09-03 | 2010-06-10 | Владимир Николаевич Колчин | Способ газокислотной интенсификации притока нефти из пласта добывающих и нагнетательных нефтяных скважин |
| RU2417309C1 (ru) * | 2009-12-14 | 2011-04-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2140531C1 (ru) * | 1998-08-12 | 1999-10-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
| US6143698A (en) * | 1998-08-03 | 2000-11-07 | Tetra Technologies, Inc. | Method for removing filtercake |
| RU2209957C1 (ru) * | 2001-12-03 | 2003-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ химической обработки прискважинной зоны пласта для интенсификации притока углеводородов |
| RU2232879C1 (ru) * | 2003-01-04 | 2004-07-20 | Закрытое акционерное общество "Октопус" | Способ обработки призабойной зоны пласта |
-
2006
- 2006-01-26 RU RU2006102411/03A patent/RU2316646C2/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6143698A (en) * | 1998-08-03 | 2000-11-07 | Tetra Technologies, Inc. | Method for removing filtercake |
| RU2140531C1 (ru) * | 1998-08-12 | 1999-10-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
| RU2209957C1 (ru) * | 2001-12-03 | 2003-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ химической обработки прискважинной зоны пласта для интенсификации притока углеводородов |
| RU2232879C1 (ru) * | 2003-01-04 | 2004-07-20 | Закрытое акционерное общество "Октопус" | Способ обработки призабойной зоны пласта |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЛАНЧАКОВ Г.А. Разработка и опыт применения комплексных щелочно-кислотных обработок призабойных зон эксплуатационных скважин с целью интенсификации притока. Обзорная информация. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ИРЦ Газпром, 1995, с.11-13, 39, 40. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2391499C2 (ru) * | 2008-09-03 | 2010-06-10 | Владимир Николаевич Колчин | Способ газокислотной интенсификации притока нефти из пласта добывающих и нагнетательных нефтяных скважин |
| RU2417309C1 (ru) * | 2009-12-14 | 2011-04-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2006102411A (ru) | 2007-08-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2140531C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
| Portier et al. | Review on chemical stimulation techniques in oil industry and applications to geothermal systems | |
| Alhamad et al. | Organic acids for stimulation purposes: a review | |
| US3556221A (en) | Well stimulation process | |
| US20120090833A1 (en) | Water injection systems and methods | |
| WO2019028086A1 (en) | INJECTION FLUIDS FOR STIMULATING FRACTURED FORMATIONS | |
| Gidley | Stimulation of sandstone formations with the acid-mutual solvent method | |
| RU2467164C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| AU2015414720B2 (en) | Alkyl polyglycoside surfactants for use in subterranean formations | |
| RU2368769C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| Clementz et al. | Stimulation of water injection wells in the Los Angeles basin by using sodium hypochlorite and mineral acids | |
| RU2316646C2 (ru) | Способ интенсификации притока углеводородов из скважин с аномально высокими пластовыми давлениями | |
| RU2232879C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2261323C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта газовой скважины в условиях аномально низких пластовых давлений | |
| US2140183A (en) | Method of treating wells | |
| RU2162146C1 (ru) | Способ обработки заглинизированных пластов | |
| RU2540767C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора | |
| US20210062068A1 (en) | Methods of stabilizing carbonate-bearing formations | |
| RU2475622C1 (ru) | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин | |
| RU2236559C1 (ru) | Способ селективной обработки пласта | |
| RU2102591C1 (ru) | Способ обработки продуктивного пласта | |
| RU2314332C1 (ru) | Реагент для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и способ с его использованием | |
| RU2156353C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны нефтедобывающей скважины | |
| RU2165014C1 (ru) | Способ обработки глиносодержащих коллекторов нефтяного пласта | |
| RU2757456C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, насыщенного углеводородами с остаточной высокоминерализованной поровой водой |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080127 |